電力市場

電力市場は、電力網を通じて電気エネルギーの交換を可能にするシステムです。[ 1 ]歴史的に、電気は主に発電機を運営する企業によって販売され、電力小売業者によって購入され、顧客に販売されてきました。

電力産業は19世紀後半から20世紀初頭にかけて、アメリカ合衆国とイギリスで始まりました。[ 2 ] 20世紀を通して、そして現在に至るまで、多くの国々が電力供給および／または購買システムに変更を加えてきました。その変化は、技術の進歩（供給側と需要側の両方）から政治やイデオロギーに至るまで、様々な要因によって推進されてきました。

21世紀に入ると、いくつかの国が電力産業を再編し、垂直統合され厳しく規制されていた「伝統的な」電力市場を、発電、送電、配電、小売りのための市場メカニズムに置き換えました。[ 3 ] 伝統的市場アプローチと競争市場アプローチは、産業の2つのビジョンに大まかに対応しています。規制緩和により、電力は公共サービス（下水道など）から取引可能な商品（原油など）へと変化しました。[ 4 ] 2020年代の時点でも、米国とカナダの大部分を含む一部の地域では、伝統的な市場が依然として一般的です。[ 5 ]

近年、各国政府は変動性再生可能エネルギーの管理を改善し、温室効果ガスの排出を削減するために電力市場を改革してきた。[ 6 ] [ 7 ]

歴史

電力が初めて生産され、顧客に販売された当時は、政府による規制はありませんでした。顧客は発電業者から電気を購入し、発電業者はそれを自社のネットワークを通じて配電していました。しかし、電力業界は様々な政府機関によって規制されるようになりました。

伝統産業

1950年代までに、国や地域レベルでも大きな違いがある多様な取り決めが生まれました。例えば、次のとおりです。[ 8 ]

  • フランス、イタリア、アイルランド共和国、ギリシャには、国営の垂直統合型企業が存在した。
  • 英国には政府が所有する発電と送電（中央電力庁）があったが、配電は14の電力庁に分散されていた。
  • ドイツでは、少数の地域統合発電・送電会社と市営配電会社を統合しました。
  • 日本には10の地域的垂直統合独占企業があった。
  • ノルウェーの電力供給は主に地方自治体レベルで行われていた。
  • 米国では、規制が自治体レベルおよび協同組合レベルの所有を優先する一方で、民間所有または様々なレベルの政府所有の企業が複雑に混在する形態が発展しました。例えば、ハワイ州では民間所有の公益事業のみ、ネブラスカ州では公営の公益事業のみ、テネシー川流域開発公社（最大の発電会社）は連邦政府所有、ロサンゼルス水道電力局は市所有となっています。

これらの多様な構造には、競争市場への依存度が非常に低く、 [ 9 ]正式な卸売市場が存在せず、顧客がサプライヤーを選択できないという共通の特徴がいくつかありました。 [ 10 ]

米国市場の多様性と規模の大きさは、貿易上の潜在的な利益が卸売取引を正当化するのに十分な大きさであった。[ 11 ]

  • 大手電力会社は二国間要求契約に基づき、小規模（市営または協同組合）電力会社に電力を供給していた。
  • 垂直統合型企業間では、コスト削減のため、時には電力プールを通じて協調販売が行われました。

小売側では、顧客には限界費用に応じて変動しない固定の規制価格が請求され、小売料金はほぼ完全に容積価格（毎月記録されるメーターの読み取り値に基づく）に依存しており、固定費回収は1kWhあたりの価格に含まれていました。[ 11 ]

従来の市場制度は、電力業界が再編される前の一般的な状態を想定して設計された（そして、米国とカナダの大部分を含む一部の地域では今でも一般的である[ 5 ]）。リチャード・L・シュマレンゼーは、この状態を歴史的状態（再編後の新興状態とは対照的）と呼んでいる。歴史的体制においては、ほぼすべての発電源がディスパッチ可能（新興の変動性再生可能エネルギーとは異なり、需要に応じて利用可能）であると考えられる。[ 9 ]

規制緩和市場の進化

チリは1980年代初頭に規制緩和の先駆者となった（1979年に開始された改革は1982年の法律で成文化されていた）。[ 12 ]そのわずか数年後、電力に対する新しい市場アプローチが米国で策定され、[ 12 ]ジョスコウとシュマレンゼーによる影響力のある著書[ 13 ]「電力市場：電力事業規制緩和の分析」（1983年）で広く知られるようになった。[ 14 ]同時期に英国では、1983年エネルギー法により電力網における共同輸送に関する規定が設けられ、電力委員会と大口顧客が供給業者を選択できるようになった（米国の「ウィーリング」に相当）。 [ 15 ]

分散型エネルギー資源（DER）の導入は、階層的な規制緩和市場構造から生まれた革新的な電力市場、例えば地域柔軟性市場を生み出した。こうした市場では、上流の集約主体が複数のDERを代表する（例えばアグリゲーター）ことになる。柔軟性市場とは、配電系統運用者（DSO）が配電系統にリンクされた資産からサービスを調達し、配電網の運用安全性を保証することを目指す市場を指す。この概念は比較的新しいもので、その設計は現在活発に研究されている。[ 16 ]この意味で、代表される資産セットの特性に応じて、需要応答アグリゲーター、コミュニティマネージャー、電力サービスプロバイダーなど、さまざまな主体がアグリゲーターとして機能することができる。[ 17 ]

サービス

電力市場の構造は非常に複雑です。[ 18 ]市場には、エネルギーに加えて、様々な関連サービスを管理するメカニズムが含まれることがよくあります。サービスには以下が含まれます。

単純な「エネルギーのみ」の卸電力市場は、システムを支える他のサービスを考慮することなく、エネルギーの販売のみを促進するため、単独で導入すると問題が発生します。これを考慮して、電力市場の構造には通常、以下の要素が含まれます。[ 18 ]

競争的な小売電力市場はシンプルな構造を維持することができた。[ 18 ]

さらに、ほとんどの大手事業者向けには、送電権や電力先物・オプションなどの電力デリバティブの市場があり、活発に取引されています。

温室効果ガス排出の市場外部性は、炭素価格設定によって対処されることがある。[ 22 ]

経済理論

電力市場は、商品や消費財の市場では典型的ではない独特の特徴[ 23 ]を備えています。

似たような市場はいくつか存在するが（例えば、飛行機のチケットやホテルの部屋は、電気のように保存できず、需要は季節によって変化する）、[ 24 ]ピーク時価格の高低（ピーク価格はオフピーク価格の100倍になることがある）が電力市場の特徴となっている（夏季の海岸沿いのホテルの部屋の価格はオフシーズンの3～4倍になることがある）[ 25 ]ほか、ホテル/航空会社市場では小売価格の差別化が可能であるが、これは卸電力市場では利用できない[ 26 ] 。電力市場の特殊性により、電力市場は根本的に不完全である[ 27 ]。

世代

電気は通常、需要に応じて利用できる。[ 28 ]これを実現するために、供給は需要と供給の継続的な変動（いわゆるグリッドバランシング）にもかかわらず、常に需要と非常に密接に一致しなければならない。多くの場合、唯一の安全マージンは、物理的に回転する機械（同期発電機とタービン）の運動エネルギーによって提供されるものである。供給と需要の間に不一致がある場合、発電機は加速して余分なエネルギーを吸収するか、減速してより多くの電力を生成し、ユーティリティ周波数（50ヘルツまたは60ヘルツ）が上昇または低下する。ただし、周波数は目標から大きく逸脱することはできない。電気機器の多くのユニットは、範囲外の周波数によって破壊される可能性があり、その場合、保護のためにグリッドから自動的に切断され、停電を引き起こす可能性がある。[ 28 ]

電力網と市場に影響を与える物理的・経済的制約は他にも多く存在し、その中には非凸性を生み出すものもある。[ 29 ]

  • 典型的な消費者は現在のシステム周波数を認識せず、需要と供給のバランスに左右されないエネルギー単位に対して固定価格を支払うため、消費量を突然増減する可能性があります。
  • 変動性のある再生可能エネルギー源は天候に依存するため断続的であり、文字通り 1 分ごとに増減する可能性があります。
  • 化石燃料発電所と原子力発電所では出力上昇速度に制限があり、ガス火力発電所では5～30分、石炭火力発電所では数時間、原子力発電所ではさらに長くなります。
  • 多くの化石燃料発電所は定格出力の20～60%以下に出力を下げることができない。
  • 初期費用が高いため、電力生産コストはある時間間隔で限界費用と異なる場合があり、その結果、供給者は限界費用を上回る価格で入札せざるを得なくなります。

ネットワーク

電力網は自然独占であり、複数の電力網を互いに競合させることは現実的ではない。そのため、多くの電力網は価格つり上げリスクに対処するための規制を受けている。電力網価格規制には主に2つの種類がある。[ 30 ]

  • サービスコスト規制：価格はネットワークの実際の運用コストに基づいている
  • インセンティブ規制：事前のコスト見積に基づいて価格に上限が設定されます。実際のコストと見積コストの差額が、ネットワーク事業者に利益または損失をもたらします。

送電網の設計により、密結合した 1 つのエリア (「ノード」) から別のエリアに送電できる電力量が制限されるため、1 つのノードの発電機が別のノードの負荷にサービスを提供できない可能性があり (「送電混雑」のため)、ローカル発電で対応しなければならない市場の断片 (「負荷ポケット」) が発生する可能性があります。

卸電力市場

卸電力市場（電力取引所、PXとも呼ばれる）（特にガス取引も行う場合はエネルギー取引所）は、入札による購入とオファーによる販売を可能にするシステムです。入札とオファーは、需要と供給の原理に基づいて価格を決定します。長期契約は電力購入契約に似ており、一般的には当事者間の私的な二国間取引とみなされます。

卸売電力市場は、競合する発電事業者が自らの発電量を小売業者に提供する場合に存在します。小売業者はその後、電力価格を再設定し、市場に供給します。かつて卸売価格設定は大手小売業者の独占領域でしたが、ニューイングランドのような市場はますますエンドユーザーにも開放されつつあります。エネルギーコストの不要な経費を削減したい大規模エンドユーザーは、このような購入方法に内在するメリットを認識し始めています。消費者が発電事業者から直接電力を購入するようになったのは、比較的最近の現象です。

卸売電力の購入には欠点（市場の不確実性、会員費、設立費用、担保投資、組織化費用、電力は毎日購入する必要があるため）がないわけではありませんが、エンドユーザーの電気負荷が大きいほど、切り替えるメリットとインセンティブは大きくなります。

経済的に効率的な電力卸売市場が発展するためには、いくつかの基準を満たすことが不可欠であり、具体的には、「入札ベース、セキュリティ制約付き、経済的ディスパッチ、ノード価格」を備えた調整スポット市場の存在が不可欠である。これらの基準は、米国、オーストラリア、ニュージーランド、シンガポールで広く採用されている。[ 31 ]

信頼性を確保するために市場運営者によって要求され、管理され（また、市場運営者によって支払いが行われる）電力関連商品の市場は、補助サービスと見なされ、稼働予備力、非稼働予備力、運転予備力、対応予備力、調整アップ、調整ダウン、および設置容量などの名称が含まれます。

市場清算

電力の卸売取引（入札とオファー）は通常、市場運営者、または当該機能を専任する特別目的独立機関によって清算・決済されます。市場運営者は取引の清算を行う場合と行わない場合がありますが、発電量と負荷のバランスを維持するために、取引に関する知識が必要となる場合が多くあります。

電力市場では、通常 5 分、15 分、60 分単位の間隔で、純発電量を取引します。

どの生産者を派遣するかを決定するために、次の 2 種類のオークションを使用できます。

  • ダブルオークション：運営者は、各期間における供給側の入札（供給曲線を形成）と需要側の入札（需要曲線を形成）の両方を集計する。清算価格は、各期間における供給曲線と需要曲線の交点によって定義される。[ 32 ] [ 33 ]一例として、Nord Poolが挙げられる。
  • シングルリバースオークション: オペレーターは供給入札のみを集約し、最も安価なオプションの組み合わせをディスパッチします。

支払いを決定するために、決済機関は2つの方法のいずれかを使用することができる。[ 34 ]

  • ペイ・アズ・ビッド（PAB）方式では、落札者は入札時に提示した価格を支払う。この仕組みは一般的ではないが、注目すべき例としては英国[ 35 ]やノルド・プールの日中市場が挙げられる。
  • ペイ・アズ・クリア：均一価格設定、または限界価格設定システム（MPS ）とも呼ばれる。すべての参加者に、最高落札価格（クリアリング価格）が支払われる。このシステムは電力市場で一般的に採用されている。[ 36 ]

PAB では、入札額が清算価格を下回っている限り生産者が派遣されるため、戦略的入札により生産者は実際のコストよりもはるかに高い金額で入札する可能性があります。

共謀がない場合、MPSは生産者に短期限界費用に近い価格で入札するようインセンティブを与え、完全に取り残されるリスクを回避することが期待される。また、MPSはより透明性が高く、新規入札者は既に市場価格を知っており、限界費用での収益性を見積もることができるため、PABでうまくいくためには、入札者は他の入札に関する情報も必要とする。[ 34 ] PABはリスクが高いため、市場を予測してリスクを取る能力に優れた大規模プレーヤー（例えば、一部のユニットに高額入札でギャンブルするなど）にさらなる利点をもたらす。しかし、MPSでは設計上、生産者に入札価格よりも高い金額が支払われることになるため、戦略的入札のインセンティブがあるにもかかわらず、PABに置き換えるよう求める声もある。[ 35 ]

集中型市場と分散型市場

システムのバランスを保ちながらすべての制約に対処するために、中央機関である送電システム運用者（TSO）がユニットコミットメントと経済的ディスパッチを調整する必要があります。[ 37 ]周波数が所定の範囲から外れた場合、システム運用者は発電または負荷を追加または削除する措置をとります。

必然的に集中化されるリアルタイムの意思決定とは異なり、電力市場自体は集中化または分散化が可能です。集中型市場では、TSO（電力系統運用者）が、供給のずっと前（「スポット市場」段階、または前日取引）に、どの発電所を稼働させ、どれだけの発電量を予定しているかを決定します。分散型市場では、発電事業者は電力供給のみを約束しますが、その手段は発電事業者自身に委ねられます（例えば、実際の電力供給のために別の発電事業者と契約を結ぶことができます）。集中型市場では非凸性への対応が容易ですが、分散型市場では、前日に行われた最適ではない可能性のある決定を日中取引で修正することができます。例えば、再生可能エネルギーの気象予報の改善に対応できます。[ 37 ]送電網の構造の違い（米国は送電網が脆弱）により、米国と欧州の卸売市場の設計は異なっていましたが、当初米国は欧州（分散型）の例に倣っていました。[ 38 ]

送電網の制約に対応するため、集中型市場では通常、各ノードが独自の地域市場価格を持つ地域別限界価格設定（LMP）が採用されています（この慣行はノード価格設定とも呼ばれます）。政治的配慮から、同じ地域内であっても異なるノードに接続された消費者に異なる電力価格を強制することが受け入れがたい場合があるため、修正された発電機ノード価格設定（GNP）モデルが採用されています。発電機にはノード価格が支払われますが、負荷供給事業者はエンドユーザーに地域全体の平均価格を請求します。多くの分散型市場ではLMPは採用されておらず、地理的エリア（「ゾーン」、つまり「ゾーン価格設定」と呼ばれる）または「地域」（「地域価格設定」、この用語は主にオーストラリア全国電力市場の非常に大規模なゾーン（大陸を5つの地域がカバーする）を指す）に基づいて価格が設定されています。[ 39 ]

2020年代初頭には、2つの市場設計のどちらにも明確な優劣はなく、例えば北米市場は中央集権化が進み、欧州市場は反対の方向に動いた。[ 39 ]

卸売市場
前日市場ノード価格設定
米国市場
PJM集中化されたはい
テキサス州（ERCOT）集中化（2010年以降）はい（GNP）
ミッドウェスト ISO ( MISO )集中化されたはい
カリフォルニア州（CAISO）集中化されたはい
ISO ニューイングランド集中化されたはい（GNP）
その他の市場
ノルドプール分散型いいえ（ゾーン）
イギリス分散型（2001年以降）いいえ
ドイツ分散型いいえ（ゾーン）
アイルランド分散型（2018年以降）いいえ（ゾーン）
スペイン半分散型いいえ（ゾーン）
イタリア半分散型いいえ（ゾーン）
NEM、オーストラリア分散型いいえ（地域）
ニュージーランド分散型はい
チリコストベースはい

集中型市場

集中型電力市場における送電事業者は、発電単位ごとのコスト情報（通常は3つの要素：起動コスト、無負荷コスト、限界生産コスト[ 40 ]）を入手し（「ユニットベース入札」）、前日市場とリアルタイム市場（システム再配分）におけるすべての意思決定を行う。このアプローチにより、事業者は送電システムの構成の詳細を考慮することができる。集中型市場では通常、LMP（最小電力供給モデル）が使用され、配分目標は各ノード（大規模ネットワークでは数百、数千に及ぶ）の総コストを最小化することとなる。集中型市場では、規制緩和以前の垂直統合型電力会社に類似した手続きがいくつか採用されているため、統合電力市場とも呼ばれる 。[ 39 ]

前日ディスパッチは集中管理され、詳細な情報を提供するため、予期せぬ有害事象が発生しない限り、納品時点で実行可能かつ費用効率の高い状態を維持します。早期の意思決定は、長い立ち上げ期間を要するプラントの効率的なスケジュール策定に役立ちます。[ 39 ]

LMPを用いた集中型設計の欠点は以下の通りである。[ 41 ]

  • 政治的に、一部の地域では顧客への電気料金値上げを正当化することが困難であることが判明しました。米国では、解決策はGNPという形で見つかりました。
  • 簡易入札では、複合サイクルガスタービンや水力カスケード発電などのより複雑な発電所のコスト構造を適切に把握することができません。
  • 発電会社には、初期費用を水増しするインセンティブがある（より多くの補償金を獲得するため、下記参照）。
  • 当日市場が存在しないことで再生可能エネルギーの統合が困難になる。
  • 統合市場は非常に計算集約的であり、この複雑さによりトレーダーにとって不透明になり、拡張が困難になります。
  • 送電システム運用者の抑制されない権力により、規制当局による対応が困難になります。

LMPにおける電力1単位あたりの価格は限界費用に基づいているため、始動費用と無負荷費用は含まれません。そのため、集中型市場では通常、これらの費用に対する補償（いわゆるメイクホールペイメントまたはアップリフトペイメント）が生産者に支払われます。これは、市場参加者（そして最終的には消費者）が何らかの形で資金を調達したものです。[ 39 ]

中央集権市場の柔軟性の欠如は2つの形で現れる。[ 42 ]

  • 前日市場で一旦設定されると、契約は通常は変更できない（一部の市場では1時間前の修正が認められている）ため、予期せぬ不利な事象にはリアルタイムで対応する必要があり、したがって最適とは言えない方法となり、長い立ち上げ時間、複雑なコスト構造、風力発電などの問題で生産者に悪影響を及ぼします。
  • 新たなコスト構造を伴う新しいテクノロジー (エネルギー貯蔵、需要反応) に対応するには時間と労力が必要です。

市場清算アルゴリズムは複雑であり（NP完全アルゴリズムを含むものもある）、限られた時間（5～60分）で実行する必要がある。そのため、結果は必ずしも最適とは限らず、独立して再現することは困難であり、市場参加者は運営者を信頼する必要がある（複雑性のため、入札の受諾または拒否のアルゴリズムによる決定が、入札者にとって完全に恣意的であるように見える場合がある）。[ 42 ]

送電系統運用者が実際の送電網を所有している場合、混雑料金を引き上げることで利益を得るインセンティブが働く。そのため、米国では送電系統運用者は通常、送電容量を所有しておらず、独立系統運用者（ISO）と呼ばれることが多い。[ 42 ]

コストベースの市場

市場の集中化の度合いが高まれば、市場運営者が直接コストを計算する（生産者は入札を行わなくなる）ことになる。発電会社がコストを水増しするインセンティブを持つという明らかな問題があるにもかかわらず（これは関連会社との取引を通じて隠蔽できる）、このコストベースの電力市場の仕組みは供給者の市場力を排除し、市場力の濫用が可能な状況で利用される（例えば、水力発電が圧倒的に多いチリ、地域の市場力が十分に高い米国、一部の欧州市場など）。あまり知られていない問題として、このような状況下では市場参加者がピーク時発電所への投資に集中し、ベースロード電源を犠牲にする傾向があることがあげられる。[ 42 ]コストベース市場の利点の一つは、市場設立コストが比較的低いことである。[ 43 ]コストベースのアプローチはラテンアメリカで人気があり、チリに加えて、ボリビア、ペルー、ブラジル、中央アメリカ諸国でも利用されている。[ 44 ]

システム運用者は、各発電機ユニットのパラメータ（熱効率、最小負荷、出力上昇速度など）を監査し、その運転にかかる直接限界費用を推定する。この情報に基づいて、総直接費用を最小化するための時間ごとのディスパッチスケジュールが策定される。この過程で、各ノードにおける時間ごとのシャドウプライスが得られ、これは市場販売の決済に利用される可能性がある。[ 44 ]

分散型市場

分散型市場では、発電会社は前日入札（価格と場所を指定）において、独自の電力供給方法を選択できます。供給会社は、利用可能な任意のユニット（いわゆる「ポートフォリオベース入札」）を使用することも、別の会社に電力供給を委託して料金を支払うこともできます。市場には、システムをリアルタイムで独占的に制御する中央運用会社が依然として存在しますが、供給前に介入する権限は大幅に縮小されています（多くの場合、前日入札のために送電網のスケジュールを設定する権限のみ）。この仕組みにより、事業者による送電容量の所有権はそれほど問題ではなくなり、英国を除く欧州諸国では、独立送電システム運用会社（ITSO）モデルに従って、事業者による送電容量の所有権が認められています。[ 43 ]

欧州の一部の事業者は前日市場と日中市場の構造構築に関与しているが、他の事業者は関与していない。例えば、英国の新電力取引協定（NTA ）後の市場やニュージーランドの市場では、リアルタイム取引開始前に市場があらゆる摩擦を整理している。こうした金融商品への依存から、分散型市場は取引所ベース、アンバンドル型、バイラテラル型などと呼ばれることもある。[ 43 ]

入札ベース、セキュリティ制約、ノード価格による経済的ディスパッチ

前日市場のシステム価格は、原則として、各ノードで発電業者からのオファーと消費者からの入札をマッチングさせて、通常は1時間間隔で典型的な供給と需要の均衡価格を策定することによって決定され、システムオペレータの負荷フローモデルによって制約により送電輸入が制限されることが示されているサブ領域ごとに個別に計算されます。

ネットワーク上の各ノードにおける理論的な電力価格は「影の価格」として計算される。これは、当該ノードで1キロワット時の追加需要があると仮定し、利用可能なユニットの最適化された再ディスパッチによって生じるシステムの仮想的な増分コストから、仮想的なキロワット時の仮想的な生産コストが算出される。これはロケーション・マージナル・プライシング（LMP）またはノードプライシングと呼ばれ、一部の規制緩和市場で使用されている。特に、米国ミッドコンチネンツ・インディペンデント・システム・オペレーター（MISO）、PJMインターコネクション、ERCOT、ニューヨーク、ISOニューイングランド市場（ [ 45 ]ニュージーランド、[ 46 ]シンガポール）で使用されている。[ 47 ]

実際には、上記の LMP アルゴリズムが実行され、セキュリティ制約 (以下に定義) 付き、前日市場でオファーを提出した発電機に基づ​​く供給と、問題のノードで供給を排出する負荷供給エンティティからの入札に基づく需要による、最小コストのディスパッチ計算が組み込まれます。

卸電力市場には、規模の経済性、立ち上げ・停止費用、回避可能費用、不可分性、最低供給要件など、様々な非凸性が存在するため、LMPの下では一部の供給業者が損失を被る可能性があります。例えば、固定費を商品代金のみで回収できない場合などです。この問題に対処するため、限界費用を上回る価格設定や、サイドペイメント（価格上昇）を提供する様々な価格設定スキームが提案されています。LiberopoulosとAndrianesis（2016）[ 48 ]は、これらのスキームのいくつかについて、価格、価格上昇、そして各スキームが生み出す利益について検討・比較しています。

理論上はLMPの概念は有用であり、明らかに操作の対象にはならないものの、実際にはシステム運用者は、ユニットを「メリット外ディスパッチ」状態にあるユニットとして分類し、LMP計算から除外することで、LMPの結果に対して大きな裁量権を持っています。ほとんどのシステムでは、送電網を支えるために無効電力を供給するためにディスパッチされているユニットは、「メリット外」と宣言されます（これらのユニットは通常、制約地域に設置され、そうでなければ供給不足信号を引き起こすユニットと同じであるにもかかわらず）。また、システム運用者は通常、突然の停電や予想外の急激な需要増加に備えるためにユニットを「瞬動予備力」としてオンライン状態にし、「メリット外」と宣言します。その結果、需要の増加が通常であれば価格上昇につながる時期に、清算価格が大幅に低下することがよくあります。

研究者たちは、エネルギー価格の上限が想定されるエネルギーの希少価値をはるかに下回る水準に設定されていること、メリット外のディスパッチの影響、希少価格シグナルを伴わない供給不足期における電圧低下などの手法の使用など、様々な要因がミッシングマネー問題を引き起こすことを指摘している。その結果、「市場」において供給者に支払われる価格は、新規参入を促すために必要な水準を大幅に下回っている。したがって、市場は短期的なシステム運用とディスパッチの効率化には役立ってきたが、主要な利点として宣伝されていた、必要な時に必要な場所に適切な新規投資を促進するという点では失敗している。

LMP市場では、送電網に制約が存在するため、制約の下流側でより高価な発電を配電する必要があります。制約の両側の価格は分離しており、混雑料金と制約レンタルが発生します。

制約は、ネットワークの特定の分岐が熱限界に達した場合、またはネットワークの別の部分で偶発的な事象（発電機や変圧器の故障、送電線断など）が発生し、過負荷が発生する可能性がある場合に発生します。後者はセキュリティ制約と呼ばれます。送電システムは、送電線断などの偶発的な事象が発生した場合でも、供給を継続できるように運用されます。これはセキュリティ制約システムと呼ばれます。

ほとんどのシステムでは、「AC」モデルではなく「DC」モデルがアルゴリズムとして使用されているため、熱的制限に起因する制約と再ディスパッチは特定・予測されますが、無効電力不足に起因する制約と再ディスパッチは特定・予測されません。一部のシステムでは限界損失が考慮されています。リアルタイム市場における価格は、前述のLMPアルゴリズムによって決定され、利用可能なユニットからの供給バランスが取られます。[ 49 ]このプロセスは、送電網の各ノードにおいて、市場に応じて5分、30分、または1時間ごとに実行されます。LMPを決定する仮想的な再ディスパッチ計算は、セキュリティ制約を遵守する必要があり、システムのどこかで計画外の停電が発生した場合でもシステムの安定性を維持できる十分な余裕を持たせる必要があります。この結果、「入札ベース、セキュリティ制約付き、ノード価格による経済的ディスパッチ」を備えたスポット市場が実現します。

多くの確立された市場では、ノード価格設定は採用されていません。例としては、英国、EPEX SPOT（ほとんどのヨーロッパ諸国）、Nord Pool Spot（北欧およびバルト諸国）が挙げられます。

リスク管理

自由化電力市場は価格リスクと供給量リスクが非常に高いため、参加者にとって財務リスク管理はしばしば最優先事項となります。卸電力市場の複雑さゆえに、需要ピーク時と供給不足時には価格が極めて大きく変動する可能性があります。こうした価格リスクの特性は、発電所の種類や需要と気象パターンの関係といった市場の物理的なファンダメンタルズに大きく依存します。価格リスクは、予測困難な価格の「スパイク」や、燃料や発電所のポジションが長期間にわたって変動した場合の価格の「ステップ」として現れることがあります。

ボリュームリスクは、電力市場参加者の消費量または生産量が不確実である現象を指すためによく用いられます。例えば、小売業者は数日先以降の特定の時間帯の消費者需要を正確に予測することができず、生産者は発電所の停止や燃料不足が発生する正確な時間を予測することができません。また、価格の急騰と発電量の間には相関関係があることも、複合的な要因となっています。例えば、一部の発電業者がプラントを停止した場合や、一部の消費者が消費ピークを迎えた場合、価格の急騰が頻繁に発生します。風力エネルギーなどの間欠性電源の大量導入は、市場価格に影響を与える可能性があります。

卸売市場から総じて購入する電力小売業者と、卸売市場に総じて販売する発電業者は、こうした価格と数量の影響を受けており、変動から身を守るために相互に「ヘッジ契約」を締結します。これらの契約の構造は、地域市場によって異なる慣習や市場構造のため異なります。しかし、最も単純かつ一般的な2つの形態は、物理的な受渡しのための単純な固定価格先渡契約と、当事者が定められた期間の権利行使価格に合意する差金決済契約です。差金決済契約の場合、ある期間における卸売物価指数（契約で参照される）が「権利行使価格」を上回った場合、発電業者は当該期間の「権利行使価格」と実際の価格の差額を返金します。同様に、実際の価格が「権利行使価格」を下回った場合、小売業者は発電業者に差額を返金します。実際の価格指数は、市場によって「スポット」価格または「プール」価格と呼ばれることもあります。

高度な電力市場では、スイング契約、仮想入札、金融送電権、コールオプション、プットオプションなど、その他多くのヘッジ取引が行われている。一般的に、これらは参加者間で金融リスクを移転する目的で設計されている。

価格上限と相互補助

2022年のロシアと欧州連合（EU）間のガス紛争によるガス価格高騰を受け、EUは2022年後半にガス以外の電力価格を1メガワット時あたり180ユーロに制限した[ 50 ]。英国も価格上限の導入を検討している[ 51 ] 。化石燃料、特にガスは再生可能エネルギーよりも高い価格上限が設けられ、上限を超えた収入はトルコのように一部の消費者に補助金として支払われる可能性がある。トルコ市場における以前の価格上限に関する学術研究では、価格上限が福祉を低下させたと結論付けられている[ 52 ]。また、別の研究では、EU全体で価格上限を設けることは「輸入価格の上昇と補助金の増加の終わりのないスパイラル」に陥るリスクがあると指摘されている[ 53 ] 。ゲーム理論によれば、ロシア産ガス（一部は発電に利用される）の輸入価格に上限を設けることは有益である可能性があると学術的に議論されている[ 54 ]。しかし、政治的にこれは困難である[ 55 ] 。

卸売電力市場

電力取引所

電力取引所は電力を扱う商品取引所です。

国際貿易

他国に輸出される電力自体、または大量の電力で生産される製品には、輸出国に炭素価格がない場合、炭素関税が課される可能性がある。例えば、英国は英国ETSを導入しているため、EU炭素国境調整メカニズムによる炭素関税は課されないが、トルコには炭素価格がないため、課される可能性がある。[ 84 ]

将来起こりうる変更

コストに基づく従来のメリットオーダーではなく、発電量が過剰になったときに、健康に最も害を及ぼす発電所の出力を低下させることが提案されている。[ 85 ]再生可能エネルギーの成長と2021～2022年の世界的なエネルギー危機により、一部の国は電力市場の変更を検討している。[ 86 ] [ 87 ] [ 88 ]例えば、一部のヨーロッパ人は電気料金と天然ガス価格を切り離すことを提案している。[ 89 ]

小売電力市場

小売電力市場とは、最終消費者が競合する電力小売業者の中から供給業者を選択できる市場を指します。米国では、この種の消費者の選択を「エネルギー選択」と呼びます。電力市場における別の問題は、消費者がリアルタイム価格設定（変動する卸売価格に基づく価格設定）を受けるのか、それとも平均年間コストなど他の方法で設定される価格を受けるのかという点です。多くの市場では、消費者はリアルタイム価格に基づいて料金を支払うことはなく、そのため、卸売価格が高い時期に需要を減らしたり、需要を他の時期にシフトしたりするインセンティブがありません。需要応答では、価格設定メカニズムや技術的ソリューションを用いてピーク需要を削減します。

一般的に、電力小売改革は電力卸改革の結果として起こります。しかし、発電会社が単一であっても小売競争が存在することは可能です。送電網のノードにおいて卸売価格が設定され、そのノードにおける電力供給量が調整されれば、ノードを越えた配電網における小売顧客獲得のための競争が可能になります。例えばドイツ市場では、大規模な垂直統合型電力会社が、多かれ少なかれオープンなグリッド上で顧客獲得のために互いに競争しています。

市場構造は多様ですが、電力小売事業者が効果的に競争するためには、いくつかの共通した機能を果たす、あるいは契約を締結する必要があります。以下の機能のうち1つ以上を履行できなかったり、能力不足だったりすると、深刻な財務破綻につながるケースがいくつかありました。

  • 請求する
  • 信用管理
  • 効率的なコールセンターによる顧客管理
  • 配布システム使用契約
  • 和解合意
  • 「プール」または「スポット市場」購入契約
  • ヘッジ契約 – 「スポット価格」リスクを管理するための差金決済契約

主な弱点はリスク管理と請求処理の2つです。米国では2001年、カリフォルニア州の小売競争に関する欠陥のある規制がカリフォルニア電力危機を引き起こし、既存の小売業者はスポット価格の高騰に晒されながらも、それに対するヘッジ能力を欠いていました。[ 90 ]英国では、大規模な顧客基盤を持つ小売業者であるインディペンデント・エナジーが、顧客から未払いの料金を回収できずに倒産しました。[ 91 ]

競争的な小売には、配電線と送電線へのオープンアクセスが必要です。そのためには、これらのサービスの両方に対して適切な価格設定が必要です。また、送電線所有者に適切な利益を提供し、発電所の効率的な立地を促進する必要があります。料金には、アクセス料金と通常料金の2種類があります。アクセス料金は、利用可能な送電線網の維持とアクセス、つまり既存の送配電網を使用する権利にかかる費用をカバーします。通常料金は、既存の送電線網を通じて電力を送電する際の限界費用を反映しています。

米国エネルギー省が試験的に導入した新しい技術は、リアルタイム市場価格設定に適している可能性がある。イベント駆動型SOA（サービス指向アーキテクチャ）の潜在的な用途としては、家庭用衣類乾燥機がリアルタイム市場価格設定システムで使用電力の価格を入札できる仮想電力市場が挙げられる。[ 92 ]リアルタイム市場価格・制御システムにより、家庭の電気顧客は電力網と毎月の光熱費管理の積極的な参加者になれる可能性がある。[ 93 ]例えば、顧客は衣類乾燥機を稼働させるために支払う電気料金に上限を設定し、その価格で電力を送電する意思のある電力会社には電力網を通じて通知が届き、乾燥機に電気を販売できる。[ 94 ]

一方では、消費者向け機器は、機器所有者が事前に設定した支払意思額に基づいて電力を入札することができます。[ 95 ]一方では、供給者は、発電機の起動と運転にかかる費用に基づいて、発電機から自動的に入札を行うことができます。さらに、電力供給者は、収益性を最適化したり、エンドユーザーの商品コストを削減したりするために、投資収益率を決定するためにリアルタイムの市場分析を行うことができます。競争的な小売電力市場の効果は州によってまちまちですが、一般的に、参加率の高い州では価格が下がり、顧客の参加率が低い州では価格が上がるようです。[ 96 ]

イベント駆動型SOAソフトウェアは、住宅所有者が自宅内の様々な電気機器を、快適性や経済性といった希望のレベルに合わせてカスタマイズすることを可能にします。また、イベント駆動型ソフトウェアは、わずか5分間隔で電気料金の変動に自動的に対応することも可能です。例えば、ピーク時（電気料金が最も高い時間帯）の電力使用量を削減するために、ソフトウェアはセントラルヒーティングシステムのサーモスタットの設定温度を冬季に自動的に下げたり、セントラルクーリングシステムのサーモスタットの設定温度を夏季に自動的に上げたりすることができます。

規制緩和市場の経験

伝統的な市場設計と競争的な市場設計の比較は、様々な結果をもたらしている。米国の経験では、規制緩和された公益事業が垂直統合された公益事業と並んで運営されており、効率性の向上を示す証拠がいくつかある。[ 97 ]

  • 規制緩和された原子力発電所と石炭火力発電所（ガス火力発電所は除く）は、垂直統合された発電所よりも優れた成果を上げた。
  • 規制緩和された工場は、規制を遵守するための資本集約度の低い戦略に切り替えました。
  • 卸売取引により発電施設の利用が大幅に改善されました。
  • 価格とコスト（発電会社の利益）の乖離が拡大した。

シュマレンゼーは、少なくとも米国と英国では、再編によって卸売価格が低下した可能性が高いと結論付けている。[ 98 ]マケイとメルカダルは、1994年から2016年までの米国市場の大規模な分析で、コスト低下に関するシュマレンゼーの調査結果を確認したが、価格については逆の結論に達した。つまり、規制緩和された公益事業は、発電設備のマークアップ率の上昇と、垂直に分離された2つの企業による利益率の二重搾取により、大幅に高い価格を実現したということである。[ 99 ]

資源の十分性に関しては、再編開始時の米国市場では発電能力が過剰であり、規制価格が発電業者に過剰投資を促すインセンティブを与えるという予想が裏付けられた。収益が能力増強を継続するのに十分であるという当初の期待は実現しなかった。市場支配力の濫用に直面し、米国のすべての市場で卸売価格の上限が導入されたが、多くの場合、この上限は失われた負荷の価値よりもはるかに低く、「失われた資金問題」（比較的まれな不足時に収益に上限を設定すると、不足時にのみ使用されるインフラを構築するための資金が不足する）が発生した。過剰投資の問題は過少投資に取って代わられ、系統の信頼性が低下した。これに対応して、大規模な容量移転支払いが導入された（2018年の米国では、支払いは新規ユニットの収益の47％にまで達した）。[ 98 ] EU市場は2010年代にアメリカの先例に追随した。シュマレンゼーは、米国における新規生産能力に対する補償額を決定するプロセスは、従来の市場の統合資源計画と原理的には類似しているものの、新しいバージョンは透明性が低く、頻繁な規則変更（従来の制度ではコスト回収が保証されていた）により不確実性も低いため、この分野での効率性の向上は期待できないと指摘している。[ 100 ]

小売市場における供給業者の選択と変動価格設定の導入は、時間帯別料金制度の恩恵を受け、高価格に対するヘッジ手段も利用できる、時間帯シフト技術を採用できる大規模消費者（企業）によって熱烈に支持された。[ 100 ]米国の住宅顧客の間での受け入れはごくわずかであった。[ 101 ]

多くの地域市場は一定の成功を収めており、規制緩和と競争導入への流れは依然として続いています。しかしながら、2000年から2001年にかけて[ 102 ]、カリフォルニア州電力危機やエンロン破綻といった大きな失敗が起こり、変化のペースは鈍化し、一部の地域では市場規制の強化と競争の縮小が見られました。しかしながら、この傾向は、より自由で競争的な市場へと向かう長期的な流れの中では一時的なものであると広く認識されています。[ 103 ]

市場原理に基づく解決策は概念的には好意的に捉えられているものの、「失われた資金」問題はこれまでのところ解決困難であることが証明されている。仮に電力価格が、新たなマーチャント（市場ベース）送電・発電を奨励するのに必要な水準まで上昇した場合、消費者の負担は政治的に困難なものとなるだろう。

最近のNEPOOL市場構造に関するFERC（連邦エネルギー規制委員会）の公聴会では、ニューイングランドだけでも消費者の年間コスト増加額は30億ドルと試算されました。NEPOOL、 PJM、NYPOOLについては、最も必要とされる地域において新規投資を促進するために、増額された容量支払い（ただし、発電量が不足すると予測される地域に限る）を提供することを目的とした複数のメカニズムが提案されており、 「ロケーション容量」またはLICAP（PJM版は「信頼性価格モデル」または「RPM」と呼ばれる）という総称で呼ばれています。[ 104 ]

容量市場

規制緩和された電力網では、市場参加者が将来的に電力網のバランス維持（「資源の適正性」（RA）の維持）のために必要となる可能性のある発電・送電資源を構築・維持するための何らかのインセンティブが必要です。しかし、これらの資源はほとんどの場合遊休状態にあり、電力販売による収益を生み出さないのです。「エネルギーのみを扱う市場は、市場にとって、利用者や規制当局が望むものとは一致しない均衡点をもたらす可能性がある」ため、[ 105 ] 、既存のすべての卸電力市場は何らかの形で供給上限に依存しています。 [ 19 ]これらの上限は、供給者が供給不足価格を通じて予備容量への投資を完全に回収することを妨げ、発電事業者にとって資金不足の問題を引き起こします。[ 106 ]発電・送電容量への投資不足を回避するため、すべての市場で何らかのRA移転が採用されています。[ 107 ]

典型的な規制当局は、小売業者に対し、年間ピーク電力の110～120%に相当する固定容量を購入することを義務付けています。契約は、小売業者と発電事業者の間で二者間契約で締結されるか、集中型容量市場で取引されます（例えば、米国東部の送電網の場合）。[ 107 ]

七面鳥

容量メカニズム[ 108 ]は、トルコにおける石炭火力発電の補助金メカニズムであると主張されているが[ 109 ]、一部の経済学者からは、戦略的な容量抑制を助長するとして批判されている[ 110 ] 。これはガス火力発電所をシステム内に維持するために設計されたものである。他の多くの市場とは異なり、このメカニズムは固定費と市場価格を部分的に組み合わせたハイブリッドシステムである。市場における制約管理が主要な問題であるため、このメカニズムは好ましくなく、例えば地域的な入札ゾーンの活用など、変更すべきだと多くの人が主張している[ 111 ]。

イギリス

容量市場は、英国政府の電力市場改革パッケージの一部です。[ 112 ]ビジネス・エネルギー・産業戦略省によると、 「容量市場は、信頼性の高い容量源に対して、電力収入に加えて支払いを提供することで、必要な時にエネルギーを供給できるようにすることで、電力供給の安定性を確保します。これにより、老朽化し​​た発電所の置き換えや、より断続的で柔軟性に欠ける低炭素電源のバックアップに必要な投資が促進されます。」 [ 113 ]

オークション

容量市場オークションは毎年2回開催されます。T-4オークションは4年後に供給される容量を購入するオークションであり、T-1オークションは各供給年度の直前に開催される追加オークションです。[ 114 ] 容量市場オークションの結果は数年にわたって公表されています。[ 115 ] [ 116 ] [ 117 ]

  • 2023年、2024/25年に供給予定の7.6GW、主にガスと原子力[ 118 ]
  • 2023年、2027/28年に供給予定の42.8GW、主にガス[ 119 ]

定義

National Grid の「容量市場参加者向けガイダンス文書」では、次の定義が示されています。

  • 「CMU（容量市場ユニット）は、事前審査を受けている発電ユニットまたはDSR容量であり、容量契約を獲得した場合に最終的に容量を提供します。」[ 120 ]
  • 「発電CMUとは、電力を供給し、CMU外の他の発電ユニットから独立して制御可能であり、1つ以上の30分メーターで計測され、接続容量が2MWを超える発電ユニットである。」[ 120 ]
  • 「DSR CMUとは、1つ以上の30分メーターで測定されるDSR顧客の電力輸入を削減するか、1つ以上の許可された敷地内発電ユニットによって発電された電力を輸出するか、変化するシステム周波数に応じて有効電力の需要を変化させることにより、需要側応答の方法によって一定量の容量を提供するという個人のコミットメントである。」[ 120 ]

周波数制御市場

多くの電力市場には、周波数制御およびアンシラリーサービス（FCAS）を提供する専門市場がある。電力系統の供給（発電）が電力需要を上回っている場合、いかなる瞬間においても周波数は上昇する。一方、需要を満たすだけの電力供給が不足している場合、システム周波数は低下する。低下が大きすぎると、電力系統は不安定になる。周波数制御市場は、卸電力プール市場とは別個の市場であり、かつ追加的な市場である。これらの市場は、周波数上昇サービスまたは周波数低下サービスの提供を奨励する役割を果たす。周波数上昇は、追加の発電を迅速に提供することで、需給をより緊密に一致させるものである。[ 121 ]

例

典型的な米国の卸売市場の設計

アメリカ合衆国では、7つの独立系統運用者（ISO）と地域送電組織（RTO）が送電網を管理し、国の電力供給の60％以上について卸売電力取引を促進している。[ 122 ]これらの中央管理型卸売市場は通常、前日市場（DAM）とリアルタイム市場（RTM）からなる2つの決済システムを使用して運営され、発電資源のコミットメントとディスパッチを調整している。 [ 122 ]これらの卸売市場の主な参加者は、

  • 発電会社（GenCos）は、送電網に電力を供給する送電接続型発電資源を所有・運営する会社です。GenCosは、ISOに供給オファーを提出することで参加します。このオファーには、起動コスト、無負荷コスト、変動エネルギーコストなどの運用上の限界とコストが記載されています。[ 123 ]
  • 卸売市場から大量の電力を購入し、下流の小売顧客にサービスを提供する負荷供給事業者。 [ 122 ] LSEは、特定の場所と価格レベルで消費する予定の電力量を指定する需要入札を提出することで参加する。[ 123 ]

前日市場（DAM）

前日市場は、市場参加者が営業日の前日にエネルギーの価格とスケジュールを確保することを可能にする。[ 124 ] LSEは需要入札を提出し、GenCoは供給オファーを提出する。[ 123 ] ISOは、セキュリティ制約付きユニットコミットメント（SCUC）問題を解き、発電ユニットの最適な「オン/オフ」状態と、送電制約を満たしながらシステム全体のコストを最小化するディスパッチレベルを決定する。[ 123 ] DAMは、特定の場所で次のエネルギーユニットを供給するための限界費用を反映した、1時間ごとの前日地域限界価格（LMP）を生成する。[ 123 ]

信頼性と残余ユニットコミットメント

前日市場の終了後、ISOは通常、残余ユニットコミットメント（RUC）または信頼性チェックプロセスを実行します。[ 123 ] DAMは金融入札とオファーに基づいてクリアされますが、RUCプロセスは、システムがISO独自の集中負荷予測を満たすのに十分な物理容量をコミットしていることを確認します。この予測は、DAMでクリアされた入札需要とは異なる場合があります。[ 123 ] DAMスケジュールが信頼性予測を満たすのに不十分な場合、ISOはこの段階で追加のリソースをコミットして、グリッドの信頼性を確保します。[ 123 ]

リアルタイム市場

リアルタイム市場（RTM）は、実際の運転日における需給バランスを調整し、前日計画からの逸脱や予期せぬシステム状況（発電機の停止や負荷変動など）を考慮します。[ 125 ] ISOは、通常5分から15分ごとにセキュリティ制約付き経済的ディスパッチ（SCED）アルゴリズムを実行し、発電機へのリアルタイムディスパッチ指示を決定します。[ 126 ]金銭決済は逸脱に基づいて行われます。参加者は、前日計画と異なる消費量ま​​たは生産量のエネルギーに対して、リアルタイムLMPを支払うか、または支払いを受けます。[ 126 ]

付帯サービス

ISOはエネルギーに加えて、システムの周波数と安定性を維持するための補助サービスの市場も管理しています。 [ 126 ]調整力や運転予備力などのこれらのサービスは、発電能力を最も効率的に使用するために、前日市場とリアルタイム市場の両方でエネルギーと共同最適化されることがよくあります。[ 126 ]

参照

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